В связи с освоением запасов УВ на обычных глубинах для многих регионов России все более актуальным становится решение проблемы нефтегазоносности больших глубин. В соответствии с "Государственной программой развития минерально-сырьевой базы и геологической службы России на 1993-1995 гг. и до 2000 г. " (Алескеров В.А. и др., 1992) бурение глубоких и сверхглубоких скважин является одной из составных частей повышения эффективности геолого-разведочных работ. В последние годы в пределах крупных нефтегазоносных провинций России ГНПП "Недра" и другими организациями осуществлено бурение ряда глубоких (ГС) и сверхглубоких (СГС) скважин, которые дали богатейший материал как теоретического, так и прикладного характера.

В данной работе обобщены некоторые результаты исследований глубинной нефтегазоносности по материалам ГС и СГС, пробуренных в Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях (НГП): Колвинской глубокой параметрической (глубина 7057 м), Тимано-Печорской опорной (глубина 6904 м) и Тюменской сверхглубокой (глубина 7502 м) (Белоконь Т.В. и др., 1991; Ехлаков Ю.А. и др., 1991; Белоконь Т.В. и др., 1994; [3]).

Совершенно ясно, что оценка нефтегазоносности больших глубин в том или ином районе возможна только при наличии определенных представлений о геологическом строении. Колвинская глубокая параметрическая скважина внесла существенные коррективы в представления о геологической истории развития Печоро-Колвинского авлакогена — основного тектонического элемента по отложениям палеозоя Тимано-Печорской НГП (Ехлаков Ю.А. и др., 1991). Мощность отложений нижнего девона оказалась в 4 раза, а верхнего силура — в 2 раза больше проектной, т.е. в зоне Колвинского мегавала авлакоген имел более древнее заложение (раннедевонское время), чем предполагалось ранее. Компенсация депрессии происходила за счет глинистых и карбонатно-глинистых осадков часто доманикового типа, создающих высокий нефтегазоматеринский потенциал пород, что существенно меняет прогнозные представления об УВ-потенциале глубоких горизонтов.

Тюменская СГС не только не подтвердила проектные данные об осадочном генезисе триасовых отложений во внутренней зоне Нижнепурского мегапрогиба, но и дала в противоположность геофизическим материалам о расслоенности разреза дополнительные аргументы в пользу развития вулканических пород в пределах рифтогенных структур. Не подтвердились прогнозы о развитии магнитоактивных тел на глубинах от 4,0 до 7,5 км [3].

Современные температуры в разрезах ГС и СГС устанавливаются в основном по результатам проведения термокаротажа, что требует для получения объективных данных привлечения большого объема информации по районам бурения. Приведенные на рис. 1 данные свидетельствуют о наиболее высоких значениях температур в Тюменской СГС, где в призабойной зоне температуры превышают 210 °С. Анализ полученных данных по изменению градиентов температур в ГС указывает на близость их фактических и прогнозируемых значений.

Задача определения палеотемператур решалась широким комплексом методов. Однако в условиях, когда в разрезах наблюдались включения витринита (Тюменская СГС), палеотемпературы устанавливались в основном по его отражательной способности, наиболее часто и широко применяемой для реконструкции стадии катагенеза 0В пород на обычных глубинах. В результате оказалось, что расхождения в определениях, выполненных разными исследователями, настолько велики (для баженовской свиты — от MK₁ до MK₃ [3]),что для получения распределения катагенеза 0В пришлось привлекать весь комплекс химико-битуминологических, микропетрографических исследований 0В, ИК-спектроскопию синбитумоидов, а также данные пиролиза 0В. Еще при исследовании самой глубокой в мире скв.1 Берта-Роджерс (Оклахома, США) в осадочных бассейнах была поставлена под сомнение возможность определять на больших глубинах степень зрелости ОВ только по отражательной способности витринита [5]. В тоже время решение задачи корректного определения зональности катагенеза в верхних горизонтах и интерполяции ее на большие глубины на стадии проектирования ГС и СГС позволит более обоснованно прогнозировать нефтегазовый потенциал пород на больших глубинах.

Прогноз глубинных пластовых давлений относительно успешно проведен для Колвинской и Тимано-Печорской скважин. В Колвинской ГС коэффициент аномальности давлений Ка достигал 1,42, а в Тимано-Печорской ГС давления незначительно превышали гидростатические (см. рис. 1). Для Тюменской СГС существовавшие модели прогноза предусматривали появление аномально высоких пластовых давлений (АВПД) начиная с ачимовских отложений и восстановление давлений, близких к гидростатическим, на глубинах более 5000 м. Однако фактически Ка показал рост вплоть до забоя скважины и достигал значений более 1,8. Существующие способы прогноза для терригенных пород обнаружили несовпадение расчетных и фактических значений ниже 5000 м, а при вскрытии магматических пород ниже 6500 м оказалось, что для них такие методы не работают. Анализ данных исследований СГС по изменению пластовых давлений на больших глубинах показал, что при прогнозировании АВПД необходимо учитывать следующие факторы: региональный характер, наличие или отсутствие тенденций к восстановлению гидростатических давлений с глубиной, обычно ступенчатый характер развития АВПД, контролируемый наличием флюидоупоров. В Колвинской ГС и Тюменской СГС в зоне АВПД происходит падение минерализации пластовых вод, наблюдаются газопроявления со значительным содержанием метана и появление коллекторов ниже 6000 м, что необходимо учитывать при разработке поисковых критериев глубинных флюидонасыщенных пластов и оценке генезиса глубинного АВПД.

Прямые признаки нефтегазоносности ниже 4000 м установлены для всех скважин (см. рис. 1). При этом нефтепроявления разной степени интенсивности перестают фиксироваться еще до глубины 5000 м при стадии катагенеза MK₄. На этих же глубинах резко снизилась степень битуминозности пород. Ниже 5500 м начали обнаруживаться твердые нерастворимые в обычных растворителях битумы, отличные от РОВ, условно называемые пиробитумами. Наименее погруженные толщи с пиробитумами, установленные в девонских породах Тимано-Печорской ГС, оказались приуроченными к зоне внедрения интрузий. В Колвинской ГС и Тюменской СГС пиробитумы, появившиеся на глубине 5500-6000 м, характеризуются современными температурами соответственно <150 и 165-175 °С. То есть фактически температуры деструкции нефтяных УВ несколько ниже, чем предполагалось ранее [2], несмотря на развитие АВПД, которому часто отводят стабилизирующую роль в отношении устойчивости нефтяных УВ. Интересно отметить, что зоны развития нерастворимых битумов особенно в верхней части не исключают присутствия битумоидов в концентрациях до десятых долей процента в породах Тюменской СГС.

К сожалению, геохимики оказались не готовы к исследованию пиробитумов на больших глубинах (не разработаны методы изучения направлений деградации исходных продуктов, выявления и генетической идентификации пиробитумов). Тем не менее такие характеристики пиробитумов, как значительное количество, текстурные и структурные особенности, высокое содержание серы и обогащенность легким изотопом углерода (d¹³С = -31,06 %о) в отличие от РОВ (d¹³С > - 28 %о) тех же пород, позволяют предположить, что в силурийских карбонатных отложениях разреза Колвинской ГС пиробитумы являются реликтом залежи нефти, разрушенной в результате термических и окислительно-восстановительных процессов. В связи с тем что собственный нефтяной потенциал пород был ничтожно мал, генезис разрушенной залежи мог быть связан с миграцией УВ из нижележащих отложений. Обогащенность нижнепалеозойских и протерозойских нефтей легким изотопом углерода общеизвестна.

Газопроявления ниже 5000 м характерны как для Колвинской ГС, так и Тюменской СГС, в которой с глубины 6650 м из магматических пород получена слабоминерализованная вода с газом, более чем на 80 % состоящим из метана. Широкий комплекс исследования газов, использованный для ГС и СГС (кроме газового каротажа изучались газы открытых и закрытых пор, сорбированные на породах, изотопный состав углерода метана), позволил выявить ряд новых закономерностей их распространения.

При часто крайне низких или нулевых значениях существенно зависящего от условий хранения керна параметра s₀, получаемого при действии температур порядка 90 °С при пиролизе 0В (Лопатин Н.В. и др., 1997), обращает на себя внимание значительный рост с глубиной глубокосорбированного на осадочных породах метана УВ-газов, выделяемого при температуре 200 °С (рис. 2). Содержание метана в закрытых порах этих пород также имеет закономерную тенденцию увеличения с глубиной начиная со стадии катагенетического преобразования OB - МK4. На рис. 2 приведены результаты исследования газов пород с учетом концентрации 0В также и для Днепровско-Донецкой СГС (Украина), в которой, как и в Тюменской СГС, на глубине более 4000 м доминирует гумусовое 0В в отличие от Колвинской и Тимано-Печорской ГС, где преобладает сапропелевое 0В. Эти данные можно интерпретировать как подтверждающие выводы о развитии как главной, так и постумной зон газообразования, но в то же время они указывают на развитие единой растянутой по глубине зоны газообразования, завершение которой не зафиксировано по исследуемым скважинам.

Еще более неожиданным оказалось поведение УВ-газов открытых пор, полученных после консервации керна по специальной методике сразу после подъема из ствола скважины. На фоне общего увеличения для всех скважин с глубиной доли метана относительно его гомологов обнаружено значительное содержание этого газа в юрских и триасовых породах Тюменской СГС (рис. 3). Один из наиболее обогащенных метаном (106,7 см3/кг) образец 8885, поднятый с глубины 6622-6636 м, характеризует толщу магматических пород триаса ниже предполагаемых зон газообразования.

Повышенное содержание метана в глубоких зонах Нижнепурского мегапрогиба, вскрытых Тюменской СГС, и наличие гигантского Уренгойского газового месторождения, приуроченного к верхним горизонтам его бортовой зоны, представляются явлениями взаимосвязанными, и дальнейшее их изучение может способствовать решению проблемы генезиса крупнейших газовых месторождений. Отметим, что обнаружено сходство изотопного состава углерода метана с глубины ниже 6000 м с таковым для всей зоны АВПД начиная с ачимовских отложений (обогащение тяжелым изотопом d¹³С [3]) . В связи с приведенными фактами неизбежно возникает вопрос о глубинных эманациях метана, тем более что относительно серы и гелия такие предположения для триасовых и юрских пород Тюменской СГС уже опубликованы И.Д.Поляковой и Г. Ч. Борукаевым [З]. В данном случае можно отметить, что бурение Тюменской СГС еще не закончено и любое реальное предложение по проведению каких-либо специальных исследований для познания природы глубинного метана будет принято.

Несомненно, важнейшее достижение сверхглубокого бурения — обнаружение коллекторов на больших глубинах. Не подтвердились многочисленные попытки создания статистических моделей, описывающих только ухудшение коллекторских свойств пород с глубиной. Убедительным доказательством наличия глубинных коллекторов являются результаты испытаний. Например, в Колвинской ГС при испытании сложнопостроенных карбонатных коллекторов силура с глубины 6890-6906 м получена обогащенная сероводородом вода с минерализацией 190 г/л. В Тюменской СГС на глубине более 5000 м в осадочных породах и более 6500 м в сильно измененных базальтах выявлены зоны развития коллекторов с высокими значениями пористости (до 17-19 %) и проницаемости [З].

Развитие коллекторов на больших глубинах - явление не уникальное, а общераспространенное, имеет свои закономерности. Детальный анализ развития коллекторов по результатам исследования многих глубоких и сверхглубоких скважин в нашей стране и за рубежом привел Л.В.Сиротенко [3] к обоснованию обобщенной модели их формирования, в которой значительная роль уделяется так называемой главной зоне гравитационного уплотнения (ГЗГУ). ГЗГУ проявляется для разных регионов в широком интервале глубин и характеризуется следующими особенностями: 1) значительно меньшим, чем в верхних горизонтах, развитием коллекторов в основном порового типа; 2) резко пониженными максимальными значениями пористости и проницаемости; 3) независимостью глубины ее проявления от вещественного состава. Ниже ГЗГУ, когда максимальное воздействие гравитационного фактора исчерпано, в увеличении коллекторского потенциала более активную роль начинают играть геодинамические процессы и связанные с ними теплофизические, термодинамические и гидрохимические факторы, которые необходимо детально исследовать по материалам ГС и СГС. Вероятно, важное значение будет иметь определение соотношения в пространстве и времени развития ГЗГУ и главных зон нефте- и газообразования.

Такие признаки нефтегазоматеринских пород (НГМП), как особенности вещественного состава и повышенное содержание 0В, сохраняют свое значение при их идентификации на больших глубинах. Содержание органического углерода (Сорг) в условиях жесткого катагенеза для сапропелевого 0В достигает 5 % (МК — Колвинская ГС), а для гумусового OB — 8-10 % и более (АК — Тюменская СГС).

Проблема прогнозирования НГМП на больших глубинах оказалась тесно связанной с решением вопросов глубинного строения. Развитие значительной мощности магматических пород в триасовых толщах Тюменской СГС и девонских отложениях Тимано-Печорской ГС снизило предполагаемый нефтегазогенерационный потенциал глубинных отложений. Кроме того, неблагоприятные литолого-фациальные условия силурийских отложений в разрезе Колвинской ГС, где в основном вскрыты толщи низкоглинистых и низкоуглеродистых, часто сульфатизированных доломитов и известняков, также предопределили крайне низкий нефтегазоматеринский потенциал пород ниже 6000 м.

Наиболее высоким потенциалом на нефть, не учтенным при оценке ресурсов УВ объемно-генетическим методом, обладали нижнедевонские отложения доманикового типа на глубине 5100-5560 м в разрезе Колвинской ГС, которые по ряду генетических признаков могли внести вклад в нефтеносность вышезалегающих комплексов. Самый значительный газовый потенциал отмечен для нижне-среднеюрских пород в разрезе Тюменской СГС. Наиболее глубокозалегающие НГМП несколько повышенной продуктивности обнаружены во вновь открытой в разрезе Тюменской СГС пурской свите триаса.

По обычно используемым показателям (степень битуминозности, данные пиролиза 0В) основная часть НГМП ниже 4500-5000 м израсходовала свой нефтяной потенциал и поэтому может быть отнесена к категории бывших НГМП. Однако реализация потенциала происходит неравномерно с глубиной и часто зависит от литологических особенностей, в области, казалось бы, истощенного потенциала фиксируются повышенные содержания син- и эпибитумоидов.

В пурской свите Тюменской СГС в условиях апокатагенеза содержание хлороформенных битумоидов достигает десятых долей процента, в составе битумоидов фиксируются высокие концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов, до уровня значений в баженовской свите увеличиваются концентрации легких бензиновых УВ (до 1 см³/кг н-пентанов) в глубокосорбированных газах [З]. Эти и многие другие факты указывают на отсутствие полного истощения потенциала и требуют проведения комплекса дополнительных исследований.

Из работы [3] можно увидеть, насколько противоречиво трактуют авторы результаты исследований как в области глубинного строения, природы геофизических границ, генезиса глубинных коллекторов,так и в распределении катагенетической зональности, нефтегазоносности, причем по материалам только одной Тюменской СГС. Это связано с очень низким уровнем практической апробации на материалах сверхглубокого бурения в нефтегазоносных районах многих теоретических представлений и гипотез, вследствие чего глубина не вызывает повышенного интереса как геологическое понятие. Среди геологов-нефтяников вообще доминирует мнение, что глубина — понятие больше технологическое, чем геологическое. В связи с этим в нефтегазовой геологии до сих пор не разработаны теоретические аспекты глубинной нефтегазоносности, а созданная и развиваемая геохимиками теория зональности (фактически по глубине) нефте- и газообразования реально обычно не учитывается при планировании исследований больших глубин. Составной частью теории является учение о главной зоне (фазе) нефтеобразования (ГЗН), разработанное российскими учеными Н.Б.Вассоевичем, С.Г.Неручевым, А.Э. Конторовичем и др. Приведенные данные по развитию нефтеносности не только дополнительно подтверждают правоту этого учения, но и указывают на возможность еще на стадии проектирования ГС и СГС с достаточной точностью прогнозировать эти результаты. Например, в районах бурения Колвинской и Тимано-Печорской ГС и Тюменской СГС можно было прогнозировать уровень нефтеносности ниже установленного на 1,0-1,5 км. Выявленные закономерности изменения коллекторских свойств с глубиной в совокупности с особенностями развития ГЗН позволяют уже сегодня классифицировать глубины по нефтеносности, что будет иметь важное значение как при решении проблем прогнозирования, так и при постановке ГС и СГС.

Другой аспект глубинной нефтеносности — возможность консервации потенциала 0В на большой глубине ниже ГЗН и последующей его реализации — уже вызвал дискуссию в научной литературе [1]. Отметим только, что многочисленные факты указывают на возможность таких процессов, правда, в значительно меньших масштабах, чем в ГЗН. В связи с этим необходимо детальное комплексное исследование этого явления, тем более что по ряду СГС за рубежом получены сходные данные [4,5].

Вопрос о размещении ГС и СГС также имеет свою теоретическую основу и должен широко обсуждаться. Рассматриваемые скважины были забурены в глубоких впадинах в зонах интенсивной нефтегазоносности по верхним горизонтам: Колвинская ГС — на крупном Харьягинском нефтегазоносном месторождении, Тимано-Печорская ГС — на Западно-Соплесском газоконденсатном месторождении, а Тюменская СГС - в 60 км к востоку от Уренгойского газового гиганта. То есть выбор заложения скважин изначально был основан на идеях значительной генерации УВ в глубоких впадинах в соответствии с органической теорией генезиса УВ, а также связи нефтегазоносности верхних и глубоких горизонтов согласно теории глубинного происхождения УВ. В то же время при анализе этих теорий еще до бурения можно было предвидеть, что крупных открытий нефти рассматриваемые скважины не дадут. В научном и прагматическом аспектах целесообразно широкое обсуждение планов строительства ГС и СГС в нефтегазоносных районах представителями различных концепций нефтегазоносности больших глубин. В этом должны быть заинтересованы не только федеральная геологическая служба, но и частные компании.

В заключение необходимо отметить, что даже та незначительная часть затронутых в статье вопросов свидетельствует о высокой информативности результатов исследования ГС и СГС в нефтегазоносных районах, позволяющей перевести проблему глубинной нефтегазоносности от теоретических дискуссий к практическому решению и обеспечению задач поиска дополнительных энергетических источников будущей России.

1. Меленевский В.Н.,Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования // Геология нефти к газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7.
2. Перспективы нефтегазоносности больших глубин / Отв. ред. А.А.Аксенов. - М.: Наука, 1985.
3. Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования: Сб. докл. "Научное бурение в России" / Гл. ред В.Б.Мазур. — Пермь: ИПК "Звезда", 1996. - Вып. 4.
4. Price L.C., Clayton J.L. Reasons for and significance of deep, high-rank hydrocarbon generation in the South Texas Gulf Coast: in Gulf Coast Oils and Gases // Proceeding Ninth Annual Reasearch Conference, Gulf Coast Section. - 1990. - Sepm. -P. 105-137.
5. Price L.C., Ceayton J.L., Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Berta Rogers No. 1 Well, Oklahoma // Organic geochemistry. — 1981. — Vol. 3. - P. 59-77.

1 — известняки; 2 — известняки глинистые; 3 — аргиллиты; 4 — алевролиты; 5 — песчаники; 6 — долериты; 7 — доломиты; 8— ангидриты; 9 — базальты; 10 — зоны развития коллекторов; 11 — флюидоупоры; 12 — зоны с НГМП повышенной продуктивности; 13 — нефтяная залежь; 14 — нефтепроявления; 15 — газопроявления; 16 — водопроявления; 17 — твердые битумы; 18 — твердые битумы зоны интрузий